Loi n° 002/2019 du 16 juillet 2019 portant réglementation du secteur des hydrocarbures en République Gabonaise

L’accès au domaine pétrolier s’opère par la procédure d’appel d’offres ou par voie de consultation directe.

L’appel d’offres et la consultation directe sont conduits par l’administration des hydrocarbures, conformément aux dispositions des textes en vigueur dans le secteur des Hydrocarbures.

Toute personne morale souhaitant soumissionner à une procédure d’appel d’offres ou participant à une consultation directe doit notamment disposer des capacités techniques et financières pour mener les activités amont.

Les contrats d’hydrocarbures sont :

• le contrat de services ;
• le contrat d’évaluation technique ;
• le contrat d’exploration et de partage de production ;
• le contrat d’exploitation et de partage de production ;
• la convention d’exploitation.

Tout contrat d’hydrocarbures est négocié par les services compétents de l’administration des hydrocarbures et signé par l’autorité compétente.

Les contrats d’hydrocarbures doivent notamment fixer dans leurs dispositions, la nature, l’objet, la durée, les modalités d’exécution, de suivi et de contrôle ainsi que la durée des opérations pétrolières ou des prestations.

Ces contrats comportent les termes économiques et fiscaux retenus lors de la négociation entre l’Etat et le contracteur.

Toute clause contraire aux dispositions de la présente loi est nulle et de nul effet.

Un arrêté de l’autorité compétente fixe le modèle type de chaque contrat d’hydrocarbures.

Les contrats d’hydrocarbures se négocient et s’exécutent de bonne foi. Ils entrent en vigueur dès la publication du décret d’approbation desdits contrats.

La renégociation des termes du contrat d’hydrocarbures peut intervenir à l’initiative de l’une ou l’autre partie, dans les conditions prévues par ce contrat.

A l’issue de la renégociation intervenue à l’initiative du contracteur, toute modification des termes du contrat d’hydrocarbures donne lieu au paiement d’un bonus de signature par le contracteur.

Le contrat de services définit les conditions dans lesquelles le prestataire réalise, pour le compte de l’Etat, les études géosciences, la production d’hydrocarbures ou toutes autres prestations visant à promouvoir le domaine pétrolier.

Le contrat de services des études et travaux géoscience est soumis à la seule signature de l’autorité compétente.

Le contrat de services de production d’hydrocarbures est signé par l’autorité compétente et contresigné par le Ministre chargé de l’Economie.

Il est approuvé par décret du Président de la République pris sur proposition de l’autorité compétente.

La mise à disposition au profit des tiers des données résultant des travaux, du transfert ou de la cession des droits et obligations attachés au contrat de services sont soumis à l’approbation préalable de l’autorité compétente.

Le contrat d’évaluation technique est soumis à la seule signature de l’autorité compétente.

Le contrat d’évaluation technique définit les conditions dans lesquelles le contracteur réalise, à ses frais et risques exclusifs, pour le compte de l’Etat, toutes les études de synthèse géosciences.

Le contrat d’évaluation technique est conclu pour une durée maximale de dix-huit mois, non renouvelable.

Il crée, au bénéfice du contracteur, un droit de priorité pour la négociation de tout autre contrat d’hydrocarbures pour la zone concernée par lesdites études de synthèse géosciences.

Les droits et obligations attachés au contrat d’évaluation technique ne sont ni cessibles, ni transmissibles.

Le contrat de partage de production est signé par l’autorité compétente et contresigné par le Ministre chargé de l’Economie.

Il est approuvé par décret du Président de la République pris sur proposition de l’autorité compétente.

Les droits et obligations du contracteur dans le contrat de partage de production sont cessibles et transmissibles, sous réserve de l’approbation de l’autorité compétente et du paiement des éventuels droits et taxes en la matière.

La demande d’autorisation de transfert ou de cession comporte les modalités de l’opération projetée, notamment l’identité du cessionnaire, le mode de détermination et les conditions de paiement du prix.

En cas de transfert ou de cession de droits tel que défini à l’article 54 ci-dessus, l’Etat dispose d’un droit de préemption.

Ce droit de préemption s’exerce dans les soixante jours dès la réception de la demande d’approbation par l’autorité compétente, aux mêmes conditions et modalités que le transfert ou la cession projetés.

Dans le cas où l’Etat n’exerce pas son droit de préemption dans ce délai, l’opérateur national dispose à son tour de quarante-cinq jours après réception de la notification dans les mêmes conditions.

Le droit de préemption de l’Etat ne s’exerce pas en cas de cession effectuée entre sociétés appartenant au même groupe de sociétés.

Dans le cas où le transfert ou la cession résulte d’un changement de contrôle, les conditions et modalités de l’exercice du droit de préemption de l’Etat sont déterminées par voie réglementaire.

Le prix de cession est fixé d’accord parties ou, à défaut, par un expert choisi par les parties.

En cas d’approbation par l’Etat du transfert ou de la cession des droits et obligations du contrat de partage de production, une nouvelle autorisation exclusive est délivrée au nouveau contracteur pour la durée restante de la précédente autorisation.

Les transferts ou cessions visés au présent chapitre sont soumis aux règles d’imposition prévues par le régime fiscal institué par la présente loi.

Tout acte de transfert ou de cession passé en violation des dispositions de la présente loi est nul.

Dans le cadre de la cession ou transmission des droits et obligations découlant du contrat de partage de production d’une société mère à sa filiale ou entre sociétés appartenant au même groupe, la société mère reste tenue solidairement des obligations résultant dudit contrat.

Le contrat d’exploration et de partage de production définit les conditions dans lesquelles le contracteur s’engage à réaliser, à ses risques techniques et financiers exclusifs, au nom et pour le compte de l’Etat, des activités d’exploration et, en cas de découverte, l’exploitation d’hydrocarbures. Il reçoit en contrepartie une quote-part de la production d’hydrocarbures.

Le contrat d’exploration et de partage de production comporte notamment un programme minimum de travaux, des stipulations relatives aux modalités de récupération des coûts pétroliers et de partage de la production.

Le contrat d’exploration et de partage de production confère au contracteur le droit exclusif d’exercer les activités d’exploration dans la surface couverte par l’autorisation exclusive d’exploration et, en cas de découverte, le droit exclusif sur les activités d’exploitation sur la surface couverte par l’autorisation exclusive de développement et de production.

En cas de découverte d’un gisement d’hydrocarbures, le contracteur est tenu d’informer en priorité et sans délai, l’administration des hydrocarbures.

Toute communication de cette information aux tiers est soumise à l’autorisation préalable de l’administration des hydrocarbures.

Le caractère commercialement exploitable d’un gisement d’hydrocarbures fait l’objet d’une déclaration de commercialité signée par l’Etat et le contracteur.

Sous peine de sanction, le contracteur est tenu d’entreprendre les travaux d’appréciation en vue de déterminer le caractère commercial de la découverte dans un délai n’excédant pas dix-huit mois pour la zone conventionnelle et vingt-quatre mois dans la zone offshore profond et très profond, à compter de la notification de la découverte à l’administration des hydrocarbures.

A l’expiration de la période d’exploitation, le contracteur concerné a un droit de préférence pour la négociation d’un contrat d’exploitation et de partage de production relatif à la zone de l’autorisation exclusive de développement et de production.

Sous peine de sanction, le contracteur doit exercer ce droit au plus tard deux ans avant l’échéance de l’autorisation en cours. La négociation entreprise dans ce cas est conclu au plus tard un an avant l’expiration de l’autorisation exclusive de développement et de production.

En cas d’échec de la négociation, le contracteur est tenu de libérer la zone à l’expiration de la période d’exploitation.

Le contrat d’exploitation et de partage de production définit les conditions dans lesquelles le contracteur s’engage à réaliser, à ses risques techniques et financiers exclusifs, au nom et pour le compte de l’Etat, des activités de développement et de production d’hydrocarbures et reçoit en contrepartie une quote-part de la production d’hydrocarbures.

Il prévoit les modalités de récupération des coûts pétroliers et les conditions de partage de la production.

Le contrat d’exploitation et de partage de production confère au contracteur le droit exclusif d’exercer les activités de développement et de production dans la surface couverte par l’autorisation exclusive de développement et de production.

A l’expiration de la période d’exploitation, le contracteur jouit du droit de préférence pour la passation de tout contrat d’hydrocarbures négociable pour la zone concernée.

Le contracteur doit exercer ce droit au plus tard deux ans avant l’échéance de l’autorisation en cours. La négociation entreprise dans ce cas doit être conclue au plus tard un an avant l’expiration de l’autorisation exclusive de développement et de production.

En cas d’échec de la négociation, le contracteur est tenu de libérer la zone à l’expiration de la période d’exploitation.

Dès la mise en production d’un gisement, l’Etat participe à concurrence du taux défini dans le contrat, au financement de tous les coûts de développement et de production.

La convention d’exploitation est ouverte exclusivement aux activités d’exploitation d’hydrocarbures sur les découvertes marginales, les champs marginaux et les champs matures.

Elle définit les conditions dans lesquelles le contracteur s’engage à réaliser ces activités, à ses risques techniques et financiers exclusifs.

Tous les actifs et autres biens nécessaires ou liés à l’exécution de la convention d’exploitation sont la propriété de l’Etat.

La convention d’exploitation confère au contracteur le droit exclusif d’exercer les activités d’exploitation dans la surface couverte par le permis d’exploitation.

La convention d’exploitation est conclue prioritairement avec l’opérateur national et les entreprises autochtones.

Toutefois, le contracteur ayant réalisé une découverte marginale bénéficie du droit de préférence pour la conclusion d’une convention d’exploitation afférente à ladite découverte.

Les titres pétroliers sont :

• l’autorisation exclusive de prospection ;
• l’autorisation exclusive d’exploration ;
• l’autorisation exclusive de développement et de production ;
• l’autorisation exclusive de production ;
• le permis d’exploitation.

Les travaux objet de contrats d’hydrocarbures ne peuvent être entrepris qu’en vertu d’un acte administratif délivré conformément aux dispositions de la présente loi, à l’exclusion de ceux entrepris dans le cadre d’un contrat de services relatif aux seuls travaux de reconnaissance géoscience.

Le contracteur titulaire d’un titre pétrolier jouit des droits y afférents et est tenu au respect des obligations qui en découlent.

Les activités couvertes par une autorisation exclusive et le permis d’exploitation sont d’utilité publique.

Les autorisations exclusives et le permis d’exploitation confèrent au contracteur des droits, à l’exclusion du droit de propriété du sol et du sous-sol.

Ces droits sont indivisibles, non amodiables, incessibles, intransmissibles et non susceptibles de garanties ou sûretés.

L’autorité compétente a seule qualité pour délivrer les titres pétroliers, conformément aux dispositions des textes en vigueur.

Tout titre pétrolier délivré en violation des dispositions de la présente loi et de ses textes d’application est nul et de nul effet.

L’autorisation exclusive de prospection est délivrée au titulaire d’un contrat d’évaluation technique.

Cette autorisation lui confère le droit exclusif de réaliser les travaux prévus dans la zone délimitée objet du contrat. Sa durée ne peut excéder dix-huit mois.

L’autorisation exclusive d’exploration confère à son titulaire le droit exclusif de réaliser, dans une zone délimitée, au nom et pour le compte de l’Etat, les travaux d’exploration, notamment la sismique, les forages d’exploration et d’appréciation tels que prévus dans le contrat.

L’autorisation exclusive d’exploration est délivrée par arrêté du Ministre chargé des Hydrocarbures, après signature du décret d’approbation du contrat d’exploration et de partage de production.

La période d’exploration court à compter de la date de signature de l’arrêté portant délivrance de l’autorisation exclusive d’exploration.

La période d’exploration à une durée de huit ans. Elle est décomposée en phases dont les durées sont déterminées par le contrat. La période d’exploration peut être prorogée d’un an.

Les phases d’exploration peuvent faire l’objet d’extension n’excédant pas douze mois toutes phases confondues.

Dans tous les cas, la durée de la période d’exploration ne peut excéder dix ans, en prenant en compte la prorogation de la période d’exploration et les extensions de phases.

L’extension des phases et la prorogation de la période d’exploration donnent lieu au paiement de bonus fixés dans le contrat d’hydrocarbures.

Le réaménagement des durées des phases d’exploration est soumis à l’approbation des services compétents de l’administration des hydrocarbures.

L’autorisation exclusive de développement et de production confère à son titulaire le droit exclusif d’effectuer, au nom et pour le compte de l’Etat, les travaux de développement et de production des Hydrocarbures dans la zone d’exploitation.

L’administration des hydrocarbures peut autoriser l’opérateur à mener des travaux d’exploration dans la zone d’exploitation, notamment pour tester des thématiques ou des structures différentes. Dans ce cas, la délimitation de la zone d’exploitation entraine des modifications de la zone délimitée initiale et la caducité de l’autorisation exclusive d’exploration à l’intérieur du périmètre de la zone d’exploitation.

L’autorisation exclusive de développement et de production ne peut être délivrée qu’au contracteur dont l’opérateur est une personne morale de droit gabonais. Elle est délivrée par arrêté de l’autorité compétente, dans les conditions prévues par les textes en vigueur.

La délivrance d’une autorisation exclusive de développement et de production est conditionnée à l’approbation par l’administration des hydrocarbures du plan de développement conformément aux stipulations du contrat.

Dans le cas où une découverte d’un gisement d’hydrocarbures commercialement exploitable déborde sur une zone libre du domaine pétrolier, l’opérateur concerné est tenu d’adresser à l’administration des hydrocarbures une demande d’extension de la zone délimitée objet du contrat.

Une unitisation est convenue entre les contracteurs concernés dans un délai n’excédant pas vingt-quatre mois lorsqu’un gisement s’étend au-delà du périmètre d’un contrat de partage de production mitoyen du périmètre d’un ou de plusieurs autres contrats.

Cette unitisation est approuvée par l’autorité compétente.

A défaut d’accord entre les contracteurs concernés, les modalités et conditions de cette unitisation sont déterminées par l’autorité compétente.

L’autorisation exclusive de développement et de production, en ce qui concerne les Hydrocarbures liquides, est délivrée :

• pour une durée de dix ans, pour la zone conventionnelle, renouvelable pour trois phases d’une durée de cinq ans chacune ;
• pour une durée de quinze ans, pour la zone offshore profond et très profond renouvelable pour deux phases d’une durée respective de huit ans et sept ans.

Le décompte des durées sus indiquées se fait à partir du démarrage de la production.

L’autorisation exclusive de développement et de production, en ce qui concerne les Hydrocarbures gazeux, est délivrée :

• pour une durée de quinze ans, pour la zone conventionnelle, renouvelable pour trois phases d’une durée de cinq ans chacune ;
• pour une durée de vingt-ans, pour la zone offshore profond et très profond, renouvelable pour deux phases de durées respectives de huit ans et sept ans.

Le décompte des durées sus indiquées se fait à partir du démarrage de la production.

Le renouvellement de l’autorisation exclusive de développement et de production donne lieu au paiement d’un bonus dont le montant et les modalités de paiement sont fixés dans le contrat de partage de production.

Le titulaire d’une autorisation exclusive de développement et de production est tenu de mettre en production le gisement, dans le délai fixé dans le plan de développement.

Il est tenu de débuter la réalisation des installations nécessaires à la production du gisement dans un délai de deux ans à compter de la délivrance de l’autorisation exclusive de développement et de production. Ce délai peut être prorogé par l’autorité compétente, après avis des services techniques, contre un dédit dont les modalités de paiement sont fixées par voie règlementaire.

L’autorisation exclusive de production est délivrée au titulaire du contrat de services de production d’hydrocarbures.

Cette autorisation lui confère le droit exclusif de produire des hydrocarbures provenant du champ objet dudit contrat, en contrepartie d’une rémunération convenue par les parties.

L’autorisation exclusive de production est délivrée pour une durée convenue d’accord partie. Elle détermine les coordonnées du périmètre de la zone d’exploitation.

Le permis d’exploitation confère à son titulaire le droit exclusif d’effectuer les travaux de développement et de production dans la zone d’exploitation.

L’administration des hydrocarbures peut autoriser l’opérateur à mener des travaux d’exploration dans la zone d’exploitation, notamment pour tester des thématiques ou des structures différentes.

Le permis d’exploitation ne peut être délivré qu’au contracteur dont l’opérateur est une personne morale de droit gabonais.

Il est délivré par arrêté de l’autorité compétente, après signature du décret d’approbation de la convention d’exploitation.

La délivrance d’un permis d’exploitation est conditionnée à l’approbation, par l’administration des hydrocarbures, du plan de développement, conformément aux stipulations de la convention d’exploitation.

L’opérateur concerné est tenu d’adresser à l’administration des hydrocarbures une demande d’extension de la zone d’exploitation objet de la convention d’exploitation, dans le cas où une découverte d’un gisement d’hydrocarbures commercialement exploitable déborde sur une zone libre du domaine pétrolier.

Une unitisation est convenue entre les contracteurs concernés dans un délai n’excédant pas vingt-quatre mois, lorsqu’un gisement s’étend au-delà du périmètre d’un ou de plusieurs autres contrats d’hydrocarbures.

Cette unitisation est approuvée par l’autorité compétente.

A défaut d’accord entre les contracteurs concernés, les modalités et conditions de cette unitisation sont déterminées par l’autorité compétente.

Le permis d’exploitation valable pour les hydrocarbures liquides est délivré pour une durée de dix ans.

Cette durée est portée à quinze ans pour les hydrocarbures gazeux.

Le décompte des durées sus indiquées se fait dès le démarrage de la production.

Le permis d’exploitation est renouvelable pour deux phases d’une durée de cinq ans chacune.

Les activités d’exploitation des découvertes marginales, des champs marginaux et des champs matures sont ouvertes de préférence à l’opérateur national et aux entreprises autochtones, conformément aux dispositions de l’article 70 ci-dessus.

Le contracteur ayant réalisé une découverte marginale bénéficie du droit de préférence pour la conclusion d’une convention d’exploitation afférente à ladite découverte.

Les entreprises autochtones désireuses d’accéder aux conventions d’exploitation sont tenues de justifier de capacités techniques et financières requises.

Les sociétés titulaires d’une autorisation exclusive d’exploration en cours de validité avant l’entrée en vigueur de la présente loi sont éligibles aux conventions d’exploitation des découvertes marginales situées à l’intérieur de la zone couverte par leur autorisation.

Les sociétés titulaires d’une autorisation exclusive de développement et de production ou d’un permis d’exploitation en cours de validité avant l’entrée en vigueur de la présente loi sont éligibles aux conventions d’exploitation des champs marginaux et des champs matures situés à l’intérieur de la zone couverte par leur autorisation ou permis, à condition de s’associer à l’opérateur national ou à une entreprise autochtone.

L’exploitation des découvertes marginales, des champs marginaux et des champs matures bénéficie d’un régime économique et fiscal dérogatoire, caractérisé notamment par :

• la banalisation fiscale ;
• la libre négociation des taux de la redevance minière proportionnelle ;
• la libre négociation du taux de l’impôt pétrolier ;
• un montant réduit des fonds de concours ;
• un montant réduit des bonus de signature et de production ;
• un taux réduit de PID-PIH ;
• la franchise des droits de douanes à l’importation des matériels et équipements pétroliers.

Le taux et le montant de ces impôts, droits, taxes et contributions diverses sont déterminés dans la convention d’exploitation.

Le régime juridique des infrastructures essentielles tel que défini à l’article 8 ci-dessus s’applique aux infrastructures objet du présent chapitre.

Le choix, l’emplacement, l’installation, la modification et le démantèlement des infrastructures d’extraction, de traitement, de transport et de stockage des Hydrocarbures sont subordonnés à l’obtention préalable d’une autorisation délivrée par l’administration des hydrocarbures.

Les règles de construction, d’exploitation et de sécurité de ces infrastructures, ainsi que les modalités d’accès sont fixées par les textes en vigueur.

L’application de tout facteur ou coefficient dans le calcul de volumes d’hydrocarbures transportés est interdite, sauf approbation préalable de l’administration des hydrocarbures.

Les contrats de traitement, de transport, de stockage et de valorisation d’hydrocarbures, passés entre le contracteur et les tiers, sont approuvés par l’administration des hydrocarbures.

Tout producteur de pétrole brut sur le territoire national est tenu de livrer en priorité, chaque année sa quote-part de brut déterminée dans le contrat de partage de production et destinée à la satisfaction des besoins du marché intérieur.

Le producteur s’acquitte de cette obligation en livrant au marché intérieur la quantité et la qualité requise soit par prélèvement direct sur sa propre production, soit par échange ou par achat auprès des autres producteurs.

Le prix de cession par le contracteur de la quantité d’hydrocarbures destinée à la satisfaction des besoins du marché intérieur est égal au prix de cession officiel assorti d’un abattement de 15 %.

Cet abattement constitue un coût pétrolier ou une charge déductible.

L’approvisionnement des usines pétrochimiques locales en dérivés pétroliers ou en gaz naturel fait l’objet de contrats en priorité avec les producteurs locaux.

Il en est de même pour l’approvisionnement en huile de base des usines de formulation de lubrifiants.

Un arrêté conjoint de l’autorité compétente et du Ministre chargé de l’Economie fixe les modalités d’application des dispositions du présent chapitre.

L’Etat encourage la mise en valeur des gisements de gaz naturel pour les besoins du marché intérieur et pour ses exportations par la mise en œuvre d’un régime juridique et fiscal adapté aux spécificités de l’exploitation du gaz naturel.

Le Ministère en charge des Hydrocarbures propose des politiques publiques pour accroître la production et l’utilisation durable du gaz naturel, sur une base économique, sociale et environnementale.

Le Ministère en charge des Hydrocarbures assure la coordination et la promotion des programmes d’incitation et des actions visant à attirer les investisseurs et entreprises du secteur national du gaz naturel y compris l’évaluation du cadre des dispositifs spéciaux d’incitation.

Le Ministère en charge des Hydrocarbures assure la promotion, le développement et la réalisation des actions préventives et correctives pour un approvisionnement satisfaisant et approprié en gaz naturel, y compris dans les situations d’urgence.

Tout producteur de gaz naturel sur le territoire est tenu de livrer à l’Etat ou à un tiers désigné par celui-ci, en priorité, chaque année sa quote-part de gaz naturel dans la production nationale pour la satisfaction des besoins du marché intérieur.

Le producteur concerné s’acquitte de cette obligation en livrant au marché intérieur la quantité et la qualité requises soit par prélèvement direct sur sa propre production, soit par échange ou par achat auprès des autres producteurs.

Les modalités de détermination de la quote-part de gaz naturel sont fixées par voie réglementaire et les contrats d’hydrocarbures.

Le prix de cession officiel est fixé par voie réglementaire.

Il est mis en place un plan décennal du gaz dont les objectifs et les conditions sont définis par voie réglementaire.

Les contracteurs sont tenus de transmettre, à l’administration des hydrocarbures, toutes les informations relatives au bilan gaz, selon les modalités fixées par voie réglementaire.

Le contracteur est tenu d’indiquer sans délai son intention d’effectuer des travaux de développement et de production de ces ressources, en cas de découverte d’un gisement d’hydrocarbures contenant du gaz naturel commercialement exploitable dans le périmètre du titre pétrolier.

Il communique à cet effet un plan de développement et un plan d’abandon et réhabilitation des sites qu’il soumet à l’autorité compétente après la signature de la déclaration de commercialité.

Le contracteur perd tous ses droits en cas de désistement ou de renonciation à effectuer des travaux de développement et de production du gisement d’hydrocarbures contenant le gaz naturel. L’acte de désistement ou de renonciation est adressé à l’autorité compétente qui en accuse réception.

Le gisement d’hydrocarbures contenant le gaz naturel non associé qui n’est pas déclaré commercialement exploitable reste la propriété exclusive de l’Etat.

L’Etat peut, pour le développement et la production du gisement d’hydrocarbures contenant le gaz naturel, conclure un contrat de services.

La commercialisation du gaz naturel sur le marché intérieur obéit à un plan directeur mis en place par l’Etat.

La part du gaz associé issue d’un gisement pétrolier, non affectée à l’autoconsommation, destinée aux opérations pétrolières ainsi que la partie de la ressource totale d’un gisement de gaz naturel non associé, déclarée non commercialement exploitable, restent la propriété de l’Etat.

Le torchage et le rejet de gaz sont interdits en République Gabonaise.

Toutefois, à la demande du contracteur et sur avis des services compétents de l’administration des hydrocarbures, le torchage et le rejet du gaz peuvent être autorisés pour une durée déterminée par l’administration en charge de l’Environnement.

Sur avis des services compétents visés à l’alinéa 2 ci-dessus, l’autorité compétente fixe, pour chaque champ, un seuil de gaz fatal révisable périodiquement.

Chaque opérateur soumet à l’approbation conjointe des Ministères en charge des Hydrocarbures et de l’Environnement un plan de réduction de torchage de gaz pour l’ensemble des champs en cours de production.

Le contracteur est tenu d’équiper en appareils de mesurage du gaz torché tous les champs en production.

Le choix, le dimensionnement et l’emplacement de ces appareils sont approuvés par l’administration des hydrocarbures et de l’environnement.

Le contracteur est tenu de déclarer à l’autorité compétente les volumes de gaz torché.

Le défaut de déclaration de tout volume de gaz torché expose son auteur à une amende dont le montant est fixé par voie réglementaire.

Les sociétés exerçant des activités amont sur le territoire national sont tenues de développer ou d’utiliser des techniques adaptées pour la récupération et la réinjection du gaz aux fins d’optimisation de la production et de la conservation de la ressource.

Les modalités de contrôle des volumes de gaz torché, de gaz rejeté et des plans de réduction du torchage ainsi que les sanctions encourues sont fixées par voie réglementaire.